中國儲能網(wǎng)訊：7月2日，國家發(fā)改委發(fā)布的《關于創(chuàng)新和完善促進綠色發(fā)展價格機制的意見》(以下簡稱《意見》)提出，擴大高峰、低谷電價價差和浮動幅度，引導用戶錯峰用電。儲能行業(yè)利用峰谷價差套利的這一商業(yè)盈利模式獲得了國家層面的肯定，用戶側儲能朝著商業(yè)化發(fā)展的道路邁進了一大步。本文將就用戶側電池儲能系統(tǒng)的應用模式和峰谷價差套利模式的經(jīng)濟性進行淺析。
? 用戶側電池儲能應用模式
在用戶側安裝電池儲能系統(tǒng)有常見的3種應用模式，分別是離網(wǎng)型自發(fā)自用系統(tǒng)、并網(wǎng)型負荷+儲能系統(tǒng)和并網(wǎng)型光伏+儲能系統(tǒng)。其常見用戶類型包括無電人口居民用戶、學校和政府機關、一般工商業(yè)用戶、大工業(yè)用戶等。
圖：儲能集裝箱（來源于網(wǎng)絡）
（1）離網(wǎng)型自發(fā)自用系統(tǒng)是一個獨立的解決方案，適用于沒有并網(wǎng)或并網(wǎng)電力不穩(wěn)定地區(qū)，重點解決無電區(qū)人口用電和海島供電問題，安裝儲能裝置用以保障用戶供電的持續(xù)性，減少高成本低負載的線路建設投資。
（2）并網(wǎng)型負荷+儲能系統(tǒng)是指單純通過儲能電池的充放電過程調(diào)節(jié)用戶用電曲線，實現(xiàn)削峰填谷的電池儲能系統(tǒng)。從用戶價值角度講，可通過峰谷價差實現(xiàn)套利、減少用戶配電變壓配置容量和負載損耗、降低停電損失。第3節(jié)將重點探討該應用模式的經(jīng)濟性。
（3）并網(wǎng)型光伏+儲能系統(tǒng)在光伏發(fā)電基礎上使用儲能電池作為機動資源，提升自用比例。在光伏發(fā)電量多于系統(tǒng)消納時，儲存盈余電量，并在光伏發(fā)電量不足時放電。過濾光伏發(fā)電的波動性，提升用電質(zhì)量和可靠性。通過建立適當?shù)哪茉凑{(diào)度模型，進行更為高效的削峰填谷。
? 用戶側電池儲能市場研究
近年來，為推進我國儲能技術朝著商業(yè)化應用發(fā)展，國家出臺了多項政策。從現(xiàn)有政策解讀可知，雖然國家鼓勵在用戶側建設分布式儲能系統(tǒng)，但我國南方區(qū)域暫未出臺針對用戶側電池儲能的充放電標桿電價、容量補貼細則、充放電補貼細則、用戶容量費抵扣細則等；配用電側的電力現(xiàn)貨市場和用戶側參與輔助服務市場等方面的市場機制尚未真正建立，用戶側投資建設的儲能在此外部環(huán)境下僅能通過削峰填谷, 從峰谷電價差中套利。
圖：儲能應用于削峰填谷（圖表信息來源于網(wǎng)絡）
目前，全國用電大省的峰谷價差區(qū)間為0.4-0.9元/kWh。據(jù)統(tǒng)計，2017年全社會用電量排名前二的省份是廣東和江蘇，用電量分別為5958.97億千瓦時和5807.89億千瓦時。而其峰谷價差均高于0.8元/kWh，為用戶側儲能的峰谷價差套利提供了空間。
? 并網(wǎng)型負荷+儲能系統(tǒng)峰谷價差套利算例分析
本節(jié)以廣東珠海某企業(yè)的用電負荷數(shù)據(jù)為基礎作并網(wǎng)型負荷+儲能系統(tǒng)峰谷價差套利的算例分析，選用常規(guī)的鉛炭電池作為電源分析整個儲能系統(tǒng)的投資回收期。為了簡化分析，此算例假設全部資金由電力用戶直接投放，且不考慮資金時間價值。
（1）儲能電池容量計算
根據(jù)企業(yè)過去一年每月用電情況，可通過以下公式計算儲能電池需求容量。
儲能電池容量=日均峰時用電量/(充放電深度×電池效率×逆變器效率)
計算結果如下表：
表: 某企業(yè)儲能電池容量需求計算（設每周用電6日）
從企業(yè)的用電負荷來看，在不同的季節(jié)用電行為有較大差別，最大需求容量是最小需求容量的3倍。如果想充分利用儲能設備，盡快收回投資，則應按最小需求容量配置儲能電池（不考慮電池的衰減）。在此算例中，最小需求容量為145kWh，取150kWh作為建設容量。此時電池在一年中各月都滿負荷運行，季差容量利用率為100%。
（2）儲能電池充放電量計算
鉛炭電池的年衰減系數(shù)以0.03計算，隨著使用年數(shù)i增加，電池容量的剩余比率降低。
則，當年充電量=電池剩余容量×年循環(huán)次數(shù)×DOD電池放電深度×季差容量利用率
當年放電量=當年充電量×電池充放電效率×逆變器效率
珠海市的峰谷電價曲線為兩峰一谷，在保證系統(tǒng)只在谷價時段充電的前提下，電池每日只能循環(huán)一次（此處不考慮電池充放電功率問題，假設電池在谷段時間能夠完全充電）。故年循環(huán)次數(shù)可算得為6x52=312次。
（3）電池儲能系統(tǒng)投資收益測算
電池儲能系統(tǒng)的成本主要包含電池的容量成本、逆變器成本和系統(tǒng)的維護成本。針對鉛炭電池，容量成本為900元/kWh。逆變器成本為600元/kWh。系統(tǒng)維護費用設為5000元/年。
初期建設總成本=建設容量×（電池單位成本+逆變器單位成本）
當年收益=峰價×當年放電量-谷價×當年充電量
以現(xiàn)行的珠海市電壓等級為1-10kV的一般工商業(yè)峰谷電價來計算，可得出以下收益測算表。按照國際標準，當電池的容量剩余比例達80%，壽命終止。
表: 某企業(yè)電池儲能系統(tǒng)投資收益測算
通過初步的收益測算可看出，該企業(yè)若僅以峰谷差價套利作為唯一盈利點是不能在電池生命周期內(nèi)（8年）回收成本的。由此可推論，該模式的典型應用場景在經(jīng)濟效益的角度看，仍然有待提高。
? 思考與展望
在現(xiàn)有的儲能技術條件和建設成本束下，用戶側電池儲能系統(tǒng)的造價仍偏高，是否到了大規(guī)模推廣應用的拐點值得審慎對待和思考。在儲能成本尚未大幅度降低的情況下，用戶側電池儲能的發(fā)展仍有賴于政策的激勵。可從以下四個角度出發(fā)，適當調(diào)整激勵方式：
（1）進一步加大峰谷電價的實施力度，擴大峰谷價差，擴大執(zhí)行范圍；
（2）國家通過從可再生能源補貼中設置專項基金的形式, 按照電池儲能系統(tǒng)在電網(wǎng)高峰負荷時段的放電電量進行補貼；
（3）對于建有用戶側電池儲能系統(tǒng)的大用戶, 可適當減免容量費；
（4）完善用戶側參與輔助服務市場等方面的市場機制，將調(diào)峰調(diào)頻輔助服務、增值服務、現(xiàn)貨交易等市場形式逐步延伸到用戶側。
當然，我們相信，隨著可再生能源的快速發(fā)展，在可期的未來，儲能這種有利于提升電力系統(tǒng)運行質(zhì)量的靈活性資源必將在技術發(fā)展、政策支持和成本下降的趨勢下得到廣泛的應用。
備注：本文提到的儲能電池為電化學儲能電池
